Оценка финансовой эффективности инвестиционных проектов в строительстве. Обоснование инвестиций в строительство ГЭС

Внутренняя норма доходности представляет собой ту норму дисконта, при которой дисконтированные притоки денежных средств по проекту равны дисконтированным оттокам. IRR определяется исходя из равенства:

Логика критерия IRR: он показывает максимальный уровень затрат, который может быть ассоциирован с данным проектом, т. е. если цена капитала, привлекаемого для финансирования проекта, больше IRR, то проект может быть выполнен только в убыток, следовательно, его нужно отвергнуть. То есть к рассмотрению могут быть приняты только те проекты, по которым IRR >= г.

3. Срок окупаемости.

где К- выбор одной из двух компоновок ГЭС установленной мощности 1860 МВт или 800 МВт;

п - количество приглашенных экспертов (п = 5);

- экспертная оценка, выставленная 1-м экспертом фго;

- весомость j-го оцениваемого параметра (от 1 до 5);

Таблица 1 Оценки степени значимости для каждого параметра

5 - максимальная выставленная оценка.

Параметрами оценки выбраны:

- годовая выработка, ГВт-ч

- коэффициент использования установленной мощности, %

- сметная стоимость

- инвестиции в проект (с учётом % по кредиту), млрд $

- удельное капиталовложение

- срок строительства, лет

- дисконтированный срок окупаемости (dPP), лет

- внутренняя норма доходности (IRR), %

- чистый дисконтированный доход (NPV), млн долларов США

Выставлены оценки степени значимости для каждого параметра (табл.

Рис.1 Оценки степени значимости для каждого параметра

Экспертные оценки выбора одной из двух компоновок ГЭС установленной мощности 1860 МВт или 800 МВт представлены в табл. 2.

Таблица 2 Экспертные оценки выбора одной из двух компоновок ГЭС установленной мощности 1860 МВт или 800 МВт

Преимуществами ГЭС установленной мощности 800 МВт являются:

1.1 Меньшая стоимость (2,5 млрд. долларов США);

1.2 Более высокий КИУМ (49 % против 35 для плотины высотой 256 м);

1.3 Срок окупаемости ниже чем для плотины высотой 256 м (19 лет против 23);

1.4 Не надо строить длинные ЛЭП 500 кВ (в среднем на строительство 1-1,5 км потребуется 1 млн долларов). Вся электроэнергия уйдёт на местный рынок (возможно, почти бесплатно - тариф порядка 1,5 цента США);

1.5 Экспорт электроэнергии маловероятен. Возможность экспортных поставок летом электроэнергии и мощности в мае-сентябре:

- от 400 до 800 МВт в многоводный год, обеспеченностью 0,02 о.е., повторяемостью 1 раз в 50 лет (аналог принятый в расчётах ТЭО 2010 год). При этом выработка 800 МВт возможна не более 3 месяцев.

- от 200 до 800 МВт в средний по водности год, обеспеченностью 0,51 о.е., повторяемостью 1 раз в 2 года (аналог принятый в расчётах ТЭО 1992 год). При этом выработка 800 МВт возможна не более 1 месяца.

1.6 Не надо планировать поставку электроэнергии на экспорт в зимний период, так как дефицит собственного потребления в Киргизской Республике уже на осенне-зимний период 2014/2015 годы составит порядка 500 МВт. Так как электроэнергия нужна в основном зимой, экспорт в Китай, видимо, будет проблематичен, не говоря уже о Казахстане и России.

Доля по мощности киргизской стороны в проекте САБА-1000 может составить в самый благоприятный многоводный год (повторяемостью 1 раз в 50 лет) 800 МВт не более 3 месяцев, из 1300 МВт по проекту САБА-1000.

1.7 Строительство гидроузла будет восприниматься в Узбекистане менее негативно, так как летом, в вегетационный период плотина 160 м практически не будет влиять на трансформацию весенне-летнего паводка реки Нарын (полезная ёмкость водохранилища с плотиной 160 м составляет 0,49 км3 против 2,87 км3 для плотины высотой 256 м).

Можно отметить следующие недостатки ГЭС установленной мощности 800 МВт:

У Не полное использование гидропотенциала реки Нарын на этом участке. Киргизская сторона может передать другой стране проект строительства плотины 256 м или инициировать строительство ещё одной ГЭС с плотиной выше 100 м;

У Большое удельное капвложение в строительство гидроузла: 3000 долларов США для плотины 160 м против 2500 долларов для плотины 256 м;

У Меньший срок заиления водохранилища (но после ввода в эксплуатацию Каскада ВерхнеНарынских ГЭС заиление водохранилища Камбаратинской ГЭС-1 возможно будет не столь актуально);

У Дефицит электроэнергии в Киргизии на осенне-зимний период 2014/2015 гг составит порядка 1,4 млрд кВт *час. Это соответствует дефициту мощности порядка 500 МВт. После ввода Камбаратинской ГЭС-1 в эксплуатацию (через 7 лет с даты начала строительства), высота плотины (и объём водохранилища соответственно) не позволит генерировать мощность в осенне-зимний период (ноябрь-март) более 300 Мвт из-за ограниченных запасов воды в водохранилище (см. ТЭО, том 2, книга 2-2, стр.8-6) не зависимо от годовой приточности.

РусГидро построит Каскад Верхне-Нарынских ГЭС мощностью порядка 240 МВт к 2019 году, что позволит снизить в Киргизской Республике дефицит электроэнергии зимой на 80-100 МВт.

Преимуществами ГЭС установленной мощности 1860 МВт являются:

• Положительное отношение киргизкой стороны;

• Более длительный срок заиления водохранилища;

• Меньшее удельное капвложение (2500 долларов);

• Полное использование гидропотенциала реки Нарын на этом участке;

• Генерация мощности в осенне-зимний период (ноябрь-март) может составить до 800 МВт, что достаточно для полного покрытия внутреннего дефицита Киргизской Республики.

Можно отметить следующие недостатки ГЭС установленной мощности 1 860 МВт:

• Высокая стоимость (4,5 млрд долларов);

• Вместе с гидроузлом надо обязательно строить и две ЛЭП 500 кВ для экспорта электроэнергии. Без экспортных поставок электроэнергии,

окупаемость гидроузла будет значительно выше проектного, указанного в ТЭО, (экспертно около 100 лет).

• До принятия решения о строительстве ГЭС, необходимо заключение договора с потребителем электроэнергии по фиксированному многолетнему тарифу и годовому объёму, обеспечивающему окупаемость в приемлемые сроки. Договор должен иметь государственную гарантию.

• При отсутствии вклада России в строительство ЛЭП 500 кВ, надо ожидать что будет реэкспорт электроэнергии с шин Камбаратинской ГЭС -1. Киргизская сторона будет принимать электроэнергию за 1,5 цента (а то и меньше) и продавать куда угодно по своим ценам. А ЛЭП им построит Китай куда угодно и кредиты даст какие угодно.

• Есть возможность экспортировать электроэнергию только летом (май - сентябрь) порядка 600 - 1600 МВт в самый благоприятный многоводный год (повторяемостью 1 раз в 50 лет).

В средний по водности год повторяемостью 1 раз в 2 года возможно экспортировать 800 МВт не более 2 месяцев (июль-август) по причине необходимости аккумуляции в водохранилище весенне-летнего паводка. Следовательно, наиболее вероятный приток денег будет только два месяца в год.

Зимой экспорт не возможен.

• Учитывая, что река Нарын имеет ледниково-снеговое питание, а меженный сток формируется подземными водами, повышается риск уменьшения притока воды в водохранилище ГЭС из-за глобального изменения климата (повышение температуры воздуха Земли и, как следствие, уменьшение объёмов запасённого льда в ледниках).

Взвешенная оценка выбора одной из двух компоновок ГЭС установленной мощности 1860 МВт или 800 МВт представлены в табл. 3.

Таблица 3 Взвешенная оценка

На основании данных табл. 3 построим многоугольник выбора (рис.2).

Рис.2 Многоугольник выбора ГЭС мощностью 1860 МВт наиболее предпочтительная

Выполним оценку экономической эффективности инвестиций проекта строительства Камбаратинской ГЭС-1 по следующим показателям:

- чистый дисконтированный доход NPV;

- внутренняя норма доходности IRR;

- индекс прибыльности PI;

- период окупаемости проекта PВP;

- дисконтированный период окупаемости dPВP Инвестиции в строительство составляют 11460 млн. руб.

Таблица 4 Результаты расчета денежных потоков по инвестиционному проекту, млн. руб.

Из табл. 4 следует, что чистый денежный поток - 1879,134 млн. руб. Величина ЧДД проекта на 16 шаге составляет 2506,499 млн. руб. Индекс доходности:

Внутренняя норма доходности составляет ЕВН = 13,272%.

Из таблицы следует, что между шагами 11 и 12 знак ЧДД меняется с отрицательного на положительный.

Тогда х = ЧДД(1) / (ЧДД(1) + ЧДД(2))=81,5106/(81,5106+542,5951) = 0,13

и дисконтированный срок окупаемости с округлением составляет 12 лет.

Так как ЧДД > 0, ИД > 1, ЕВН > Е, то по этим показателям инвестиции в проект целесообразны.

Оценка экономической эффективности инвестиций проекта

строительства Камбаратинской ГЭС-1

- чистый дисконтированный доход NPV = 2506,499 млн. руб.

- внутренняя норма доходности IRR = 13,272%

- индекс прибыльности PI = 0,22

- период окупаемости проекта РВР = 7 лет

- дисконтированный период окупаемости dPВP= 12 лет.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Инвестиции в строительство составляют 11460 млн. руб.

Оценка экономической эффективности инвестиций проекта

строительства Камбаратинской ГЭС-1

- чистый дисконтированный доход NPV = 2506,499 млн. руб.

- внутренняя норма доходности IRR = 13,272%

- индекс прибыльности PI = 0,22

- период окупаемости проекта РВР = 7 лет

- дисконтированный период окупаемости dPВP= 12 лет.

Проведенные расчеты и полученные технико-экономические показатели свидетельствуют о том, что инвестиционный проект является экономически целесообразным.

гидроэнергетика инвестиционный строительство окупаемость

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Липсиц И.В., Коссов В.В. Инвестиционный проект. - М.: БЕК, 2016

2. Лунев Н.Н., Макаревич Л.М. Бизнес-план для инвестиций. - М., 2015

3. Мазур, В.Д. Шапиро, Н.Г. Ольдсрогге. Управление проектами: учебное пособие для студентов / И.И.- - 8-е изд., стер.- М.: Омега-Л. 2017.

4. Файншмидт Е. Оценка эффективности инвестиционных проектов. - М., 2015

Размещено на Allbest.ru